筠連煤層氣井高產水原因分析及措施成效

韓永勝 羅 凱 艾靜靜 龍 軍 彭麗莎 朱延茗

(1.中國石油浙江油田分公司，浙江 310023；2.克拉瑪依新科澳石油天然氣技術股份有限公司，新疆 834000)

1 區塊概況

筠連煤層氣田位于四川省宜賓市境內，區塊內目前排采井大部分井進入穩產期，日產水小于0.1m3/d的生產井240口；0.1～0.5m3/d的生產井71口；0.5～1m3/d的生產井22口，1.0～5m3/d的生產井23口；5～10m3/d的生產井5口；日產水大于10m3/d的排采井4口(表1)。在高產水井的生產過程中，部分生產井的井內液柱下降困難，煤層段的連續解吸受到影響；隨著日產水的上升，高產水井在抽油機開采時沖次及泵的載荷也隨之增加， 易出現管柱偏磨及檢泵的狀況， 影響了連續排采。

表1 筠連煤層氣田排采井產水情況表

2 高產水井原因分析

2.1 相鄰層位含水情況

區內主要含水層位由新至老有上三疊統飛仙關組中等巖溶裂隙含水層、上二疊統樂平組弱裂隙承壓含水層、峨眉山玄武巖裂隙弱含水層。區塊內樂平組上覆層位飛仙關組為海相沉積的砂巖、泥巖及泥灰巖薄互層沉積，厚度500m，存在中等裂隙水層，是煤系的直接覆蓋層。泉水流量多小于1L/s，個別流量達10L/s。飛仙關組二、三、四段含水性中等，一段含水性弱。水位標高起伏大，在380～1000m之間。水質類型以NaHCO3型水為主。樂平組為海陸交替的潮坪相沉積，地層總厚度約140m，由砂質泥巖、泥巖、粉砂巖及砂巖組成，主采煤層都分布于該組上部，煤層水具有封閉地層水型的特點，泉水流量多小于1L/s，全區含水性普遍較弱。水質類型NaHCO3及CaCl2型。峨眉山玄武巖裂隙弱含水層：巖性以致密塊狀玄武巖為主，厚度介于50.9～190.7m，泉水少見，泉水流量一般<0.4L/s，含水性弱，水質類型主要為NaHCO3型。

2.2 煤層水動力特征

區塊南部為煤礦露頭剝蝕區，存在大氣降水及季節性河流補給，水動力系統為補給區和強徑流區，外源水補給過程中地層水被稀釋，礦化度降低，至向斜翼部的弱徑流區和向斜底部為滯留區影響較小，補給區通過煤層及煤層上下層段的砂巖入滲，靠近剝蝕區附近存在補給充足的情況(圖1)，距離剝蝕區較遠的弱徑流區和滯留區補給有限。強徑流區煤層水的水型主要為Na2SO4型；弱徑流區煤層水的水型以NaHCO3型為主；滯流區煤層水的水型為NaHCO3及CaCl2型。通過弱徑流區及相鄰封閉地層的產水分析，煤層產水較低，區域內主要為逆斷層發育，局部發育少量正斷層，斷層的延伸范圍多為樂平組下段至飛仙關組中下段，采氣井排水降壓的初期主要為近井地帶的壓裂液及地層水排出，后期隨著地層壓力的不斷下降，壓降范圍也在不斷的擴大，部分斷層在壓力下降的情況下存在著導水的情況，斷層的存在縮短了煤層和水層的距離，在氣井壓降范圍逐漸擴大的過程中，相鄰層位的地層水沿斷層由高壓區向低壓區運移，易形成采氣井生產的水源補充。

圖1 筠連煤層氣田水動力示意圖

2.3 煤層壓裂及裂縫范圍

工區內煤層孔隙度及滲透率較低，一般經過壓裂改造才能獲取產能，壓裂液的水型主要為Na2SO4型(表2)；C2+3煤層頂板多為泥巖和碳質泥巖，總體封蓋情況較好，在局部發育較差的情況下存在頂板厚度較薄的情況，通過區塊內7口井的壓裂裂縫監測表明：裂縫延展方向為北西40°～70°，水平縫長受到儲層特點及壓裂規模的控制下平面延伸范圍為103～263m，裂縫縱向范圍為20～30m，局部存在C2+3煤層和上部飛仙關組地層溝通的情況。

表2 筠連區塊主要水型及礦化度統計表

3 高產水井治理措施及成效

區塊內高產水井主要位于區塊中部和南部，距離煤層剝蝕區大于3.5km，主要產水區域的水動力類型為弱徑流區，結合相鄰層位綜合分析認為高產水井的產水來源主要為上覆地層飛仙關組的補給，部分井壓裂后溝通斷層及上部水層。

3.1 區塊中部治理成效

L1901井組位于區塊中部(圖2)，井組內L1901-1井和L1901-3井為高產水井。L1901-1井生產層位為C2+3+7+8煤層(圖3)，9.2m/9層，平均噸煤含氣量12.8m3/t,投產初期井底流壓5.1MPa，平均日產水29m3/d，經過生產井段找水分析后采取了電潛泵排采，C2+3煤層段日產水達到了180m3/d，地層水礦化度4212mg/L，水型為NaHCO3型，井底流壓降幅為1kPa/d，達不到降壓效果。綜合分析認為C2+3煤層段為主要產水層位，采取了注灰堵水措施，措施封堵層位為C2+3煤層，3.3m/4層；措施后生產層位為C7+8煤層，5.9m/5層。措施初期排采制度為15kPa/d，日產水2.9m3/d，日產氣2050m3/d，后期井底流壓下降至1MPa后采取了穩壓生產，產氣水平為800m3/d，產水1.2m3/d(圖4)，地層水礦化度5352mg/L，水型為NaHCO3型，措施后累產氣82.1×104m3。

圖2 L19井組開發構造井位圖

圖3 L19井組煤層對比圖

圖4 L1901-1井生產曲線

經過注灰作業，將L1901-1井溝通斷層的裂縫進行了封堵，有效的控制了產水，在L1901-1井產水明顯下降的同時，鄰井L1901-3井也見到了效果，L1901-3為井組內同期投產的開發井，生產層位為C2+3+7+8煤層，投產初期井底流壓4.8MPa，日產水60m3，地層水礦化度4218mg/L，水型為NaHCO3型，由于持續高產水影響了產氣效果，后期L1901-1井堵水后，鄰井L1901-3日產水由50m3下降至0.1～3m3，地層水礦化度6108mg/L，水型為NaHCO3型，日產氣上升至2600m3(圖5)。 經分析，L1901-1井和L1901-3井的高產水為同一水源，具有相同的水型及相近的礦化度，L1901-1井C2+3煤層壓裂后溝通斷層導致高產水，后經過注灰將裂縫及斷層封堵成功后，2口井產水均得到有效控制，措施效果明顯。

圖5 L1901-3井生產曲線

3.2 區塊南部治理成效

L309井組為位于區塊南部，井組內L039-3井為高產水井，生產層位為C2+3+7+8煤層(圖6)，其中C2+3煤層厚度為2.9m，噸煤含氣量為10.3m3/t，C7+8煤層厚度為4.1m，噸煤含氣量為11.3m3/t，排水期降壓期采取流壓降幅為10～35kPa/d的工作制度排水，初期產水6m3/d，井底流壓下降至4.1MPa時氣體開始解吸，采取憋套壓的工作制度，憋壓至1.8MPa后控壓提產，隨著沖次的增加，日產水也逐漸上升，控壓提產期日產水15m3/d，采取了20kPa/d的控壓提產制度，生產過程中由于產水量較高，氣體連續解吸受到影響，后提產至500m3/d，日產水為15m3/d，礦化度為4182mg/L，水型為NaHCO3型，高產水阻礙了生產井降壓及煤層解吸。通過找水分析，認為主要產水層位為C2+3煤層。

圖6 L309井組煤層對比圖

在確認主要產水層為C2+3煤層后采取了堵水措施，封堵層位為C2+3煤層2.9m/3層；生產層位為C7+8煤層4.1m/5層；措施后排采強度為20kPa/d，產水由堵水前的15m3/d下降至堵水后的0.2m3/d，穩定生產后日產氣650m3/d(圖7)，產出水的礦化度為4888mg/L，水型為NaHCO3及CaCl2型，措施后累產氣30.1×104m3，具有較好的措施效果。

圖7 L309-3井生產曲線